ELVIA REA AUTORA - Repositorio Digital UTE: Página de...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA:

“ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO

PARAHUACU PARA DETERMINAR LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE

LA UTILIZACIÓN DE ESTE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL”

Tesis previa la obtención del título de Tecnóloga en Petróleos

Autora:

Elvia Rea

Director:

Ing. Vinicio Melo

QUITO - ECUADOR

2011

III

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza la Srta. Elvia Rea

________________________________

ELVIA REA

C.I.172119991-5

AUTORA

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que bajo mi dirección la presente tesis fue desarrollada en su totalidad por la Srta.

Elvia Rea

Ing. Vinicio Melo

Director de Tesis

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

En primer lugar a Dios quién me ha regalado la vida y la sabiduría necesaria para hacer

realidad mis ideales de superación profesional, como también la fuerza para seguir

adelante en todo momento y por mostrarme el camino correcto.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial por ser la Institución en donde he culminado

mi formación académica.

A mi Director de Tesis Ing. Vinicio Melo por compartir sus conocimientos, su tiempo,

dedicación, la ayuda desinteresada en el desarrollo de esta tesis y sobre todo por

brindarme su amistad durante este tiempo.

A toda mi familia, que siempre me brindó su apoyó y confió en mí en todo momento.

VII

DEDICATORIA

Este trabajo lo dedico especialmente a mis padres que con su dedicación, paciencia,

amor me condujeron por el camino del bien y por ser mi apoyo en los momentos

difíciles.

A mis hermanas con las que he compartido momentos difíciles y alegres que nos

hicieron más unidas.

A mi abuelita por sus consejos de motivación para enfrentar los problemas y desafíos

que se presentan en la vida con dedicación y constancia.

VIII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA…………………………………………………………………………….II

DECLATORIA…………………………………………………………………………III

CERTIFICACIÓN……………………………………………………………………...IV

CARTA DE LA EMPRESA…………………………………………………………….V

AGRADECIMIENTO………………………………………………………………….VI

DEDICATORIA………………………………………………………………………VII

ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………….VIII

ÍNDICE DE FIGURAS………………………………………………………………XIV

ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………..XVI

ÍNDICE DE ANEXOS……………………………………………………………...XVII

RESUMEN…………………………………………………………………………XVIII

SUMARY…………………………………………………………………………….XIX

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPÍTULO I……………………………………………………………………….........1

1 INTRODUCCIÓN………………………………………………………….........1

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………….......1

1.2 FORMULACIÓN……………………………………………………….......1

1.3 JUSTIFICACIÓN…………………………………………………………...1

1.4 OBJETIVOS………………………………………………………………...2

1.4.1 OBJETIVO GENERAL…………………………………………….…...2

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………………………………………...3

1.5 HIPÓTESIS…………………………………………………………………3

1.5.1 HIPÓTESIS GENERAL……………………………………………..3

1.5.2 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS………………………………………….3

1.6 VARIABLES………………………………………………………………4

1.6.1 VARIABLES DEPENDIENTES……….…………………………….4

1.6.2 VARIABLES INDEPENDIENTES…………………………………..4

1.6.3 VARIABLES INTERVINIENTES……………………………………5

1.7 METODOLOGÍA……………………………………………………..5

1.7.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN…………………………………..5

1.7.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN…………………………………..5

CAPÍTULO II……………………………………………………………………………6

2 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU………………………………...6

2.1 ANTECEDENTES……………………………………………………….6

2.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA…………………………………………..6

X

2.3 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO…………………………8

2.3.1 ESTRUCTURAL………………………………………………...8

2.3.2 LITOLOGÍA…………………………………………………...11

2.3.2.1 Formación Napo…….…………………………………………..11

2.3.2.1.1 Secuencia Transgresiva…………..…………………………..13

2.3.2.1.2 Secuencia Regresiva……….………………………………….13

2.4 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO

PARAHUACU………………………………………………………….14

2.4.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS…………………………….15

2.4.1.1 Basal Tena…………………………………………………...15

2.4.1.2 Napo “U”…………………………………………………….15

2.4.1.3 NAPO “T”…………………………………………………...16

2.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS…………………………………18

2.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW)…………………..20

2.4.4 SALINIDAD……………………………………………………………21

2.5 MECANISMO DE EMPUJE…………………………………………...21

2.5.1 RESERVORIO BASAL TENA……………………………….21

2.5.2 RESERVORIO U………………………………………………22

2.5.3 RESERVORIO T……………………………………………...23

CAPÍTULO III…………………………………………………………………………25

3 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO…………………………….25

XI

3.1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………..25

3.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE

BOMBEO HIDRÁULICO……………………………………………...27

3.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE………………………………………………27

3.2.1.1 Sistema de Fluido de Potencia……………..…………………27

3.2.1.2 Bomba de Superficie………………………………………….27

3.2.1.3 Tanques de Almacenamiento del Fluido Motriz y Facilidades

De Deshidratación……………………………………………28

3.2.1.4 Válvula Reguladora de Flujo (VRF)…………….……………29

3.2.1.5 Válvula de Paso (BLOCK)………...………………………...29

3.2.1.6 Turbina….………………………………………...………...30

3.2.1.7 Analizador de Flujo (MCII)………….……………………..31

3.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO………………………………………...........31

3.2.2.1 Cavidad..................................................................................32

3.2.2.2 Aisladores de Zonas o Empacaduras.....................................33

3.2.2.3 Camisas...................................................................................34

3.2.2.4 Válvula de Pie.........................................................................35

3.2.2.5 Fluido Motriz..........................................................................36

3.2.2.6 Bombas Hidráulicas................................................................36

3.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN……...……………………..36

3.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA………….......36

3.3.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO

XII

PISTÓN…………………………………………………......37

3.3.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO

PISTÓN …………………………………………………....38

3.3.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO………………......38

3.3.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO

PISTÓN……………………………………………………...41

3.4 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET………………………………….52

3.4.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA……………….52

3.4.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET….....53

3.4.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET 54

3.4.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET………....54

3.4.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET..55

CAPÍTULO IV………………………………………………………………………….58

4 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO…………………...58

4.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN……………………………….……….........60

4.1.1 RESERVORIO BASAL TENA……………………………….61

4.1.2 RESERVORIO U……………………………………………...62

4.1.3 RESERVORIO T……………………………………………....63

4.2 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO…………………………......66

4.3 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN…………………………………...71

4.4 HISTORIALES DE PRESIÓN………………………………………...73

XIII

4.4.1 RESERVORIO BASAL TENA……………………………........74

4.4.2 RESERVORIO U……………………………………………....75

4.4.3 RESERVORIO T………………………………………...............75

4.5 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO…………………....76

4.5.1 FACILIDADES…………….…………………………….…...77

4.5.1 EQUIPO DE SUPERFICIE………………………………..….77

4.5.1.1 SISTEMA DE BOMBEO………………………………….....77

4.5.1.1.1 Sistema de Bombeo ………………………..……………….78

4.5.1.1.2 Líneas Principales……...…………………………………....80

4.5.1.1.3 Líneas principales de transferencia……………….………...80

4.5.1.1.4 Líneas principales de oleoducto…………………………….81

4.5.1.1.5 Sistema de generación y distribución eléctrica…………….81

4.5.2 EQUIPO DE FONDO…………………………………………………...82

4.5.2.1 EQUIPO DE FONDO DEL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO………………………………………………………….82

CAPÍTULO V…………………………………………………………………………..84

5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………..84

5.1 CONCLUSIONES……………………………………………………....84

5.2 RECOMENDACIONES………………………………………………...85

BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………..87

GLOSARIO……………………………………………………………………………..88

ANEXOS………………………………………………………………………………..89

XIV

ÍNDICE DE FIGURAS

2.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU 7

2.2 MAPA ESTRUCTURAL BASE CALIZA DEL CAMPO PARAHUACU 10

2.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU 12

2.4 CONTACTO AGUA – PETRÓLEO PRH-09 17

2.5 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO BASAL TENA 22

2.6 MECANISMOS DE EMPUJE RESERVORIO U 23

2.7 MECANISMOS DE EMPUJE RESERVORIO T 24

3.1 PRINCIPIO DE PASCAL 25

3.2 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ 28

3.3 VRF 29

3.4 VÁLVULA BLOCK 30

3.5 TURBINA 30

3.6 ANALIZADOR DE FLUJO (MCI) 31

3.7 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO 32

3.8 PACKERS 34

3.9 CAMISAS 35

3.10 VÁLVULA DE PIE 35

3.11 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN 39

3.12 OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN 40

3.13 COMPONENTES DE UNA BOMBA TIPO JET 53

3.14 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL 56

3.15 BOMBA JET CLAW REVERSA 56

4.1 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE RESERVORIO BASAL TENA 61

XV

4.2 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN RESERVORIO U CAMPO PARAHUACU 63

4.3 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN RESERVORIO T CAMPO PARAHUACU 64

4.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN CAMPO PARAHUACU 65

4.5 PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO PARAHUACU 66

4.6 PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PERFORADOS DESDE EL AÑO 2000 67

4.7 PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN CAMPO PARAHUACU 72

4.8 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL RESERVORIO BASAL TENA74

4.9 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO U 75

4.10 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN RESERVORIO T 76

XVI

ÍNDICE DE TABLAS

2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO PARAHUACU 18

2.2 PROPIEDADES PVT POR YACIMIENTO 19

2.3 PROPIEDADES DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU 19

2.4 ANÁLISIS DE BSW 20

2.5 ANÁLISIS DE SALINIDAD CAMPO PARAHUACU 21

3.1 PROBLEMAS OPERACIONALES DE BOMBEO HIDRÁULICO 26

3.2 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES GUIBERSON 42

3.3 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES NATIONAL

OIL MASTER 43

3.4 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES KOBE 44

3.5 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES OIL

WELL HIDRADULICS INC 47

3.6 TAMAÑO DE BOQUILLA Y GARGANTA DE BOMBA JET 57

4.1 ESTADO ACTUAL DE POZOS PERFORADOS 58

4.2 POZOS PRODUCIENDO DEL CAMPO PARAHUACU 59

4.3 POZOS CERRADOS DEL CAMPO PARAHUACU 60

4.4 PRODUCCIÓN ESTABLECIDA POR LA AGENCIA DE REGULACIÓN

Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO 68

4.7 ESQUEMA DE UN REPORTE SEMANAL DE POTENCIAL DE

PRODUCCIÓN 70

4.8 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO PARAHUACU 71

4.9 CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN 2010 – 2011 73

4.10 EQUIPO DE FONDO CORRESPONDIENTE A BOMBEO

HIDRÁULICO 83

XVII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1 PRODUCCIÓN ACUMULADA 88

ANEXO 2 HISTORIALES DE B’UP CAMPO PARAHUACU 89

ANEXO 3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO 90

ANEXO 4 FACILIDADES DE CAMPO PARAHUACU 110

ANEXO 5 DIAGRAMAS DE COMPLETACIONES 111

ANEXO 6 HISTORIAL DE BOMBAS 115

XVIII

RESUMEN

El objetivo principal de este trabajo es tener una mayor comprensión en lo que respecta

al estudio del sistema de bombeo hidráulico, para determinar las ventajas y desventajas

de la utilización de este sistema de levantamiento artificial en el Campo Parahuacu.

En el primer capítulo tenemos el tema, los objetivos generales y específicos que se

persiguen con este trabajo, la justificación de la propuesta y las técnicas utilizadas para

estudiar el desarrollo de esta tesis.

El segundo capítulo describe la ubicación geográfica del campo Parahuacu, la

descripción geológica, así también con la petrofísica de los yacimientos y los

mecanismos de empuje.

El tercer capítulo describe los fundamentos del bombeo hidráulico, los principales

elementos del sistema, los tipos de bombeo hidráulico, sus ventajas y desventajas de

utilización y sus diferentes fabricantes.

En el cuarto capítulo tenemos el análisis de la situación actual del campo, el historial de

producción, el pronóstico de producción, y los historiales de presión y

reacondicionamiento de los pozos.

Finalmente en el quinto capítulo se describen los resultados del proyecto y las

recomendaciones para una mayor optimización del sistema.

XIX

SUMMARY

The main objective of this work is to gain a better understanding with regard to the

study of hydraulic pumping system to determine the advantages and disadvantages of

using this artificial lift system Parahuacu Field.

In the first chapter there is the issue, the general and specific objectives pursued in this

work, the justification of the proposal and the techniques used to study the development

of this thesis.

The second chapter describes the geographic location of Parahuacu field, the geological

description, so the reservoir petrophysics and pusher.

The third chapter describes the basics of the hydraulic pump, the main elements of the

system, hydraulic pump types, their advantages and disadvantages of use and different

manufacturers.

In the fourth chapter we analyze the current situation of the field production history, the

outcome of production and pressure histories and reconditioning of wells.

Finally in the fifth chapter describes the project results and recommendations for further

optimization of the system.

1

CAPÍTULO 1

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El desconocimiento del funcionamiento del bombeo hidráulico y sus respectivos

equipos no permiten optimizar el tiempo de producción.

Al no tener las condiciones de operación adecuada el sistema de bombeo hidráulico

se vuelve ineficiente.

El tipo de bombeo hidráulico utilizado determinará la cantidad de petróleo que se va

producir con o sin ahorro de fluido motriz.

1.2 FORMULACIÓN

¿Con el estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, se podrá

determinar la eficiencia de este sistema de levantamiento artificial para la extracción de

petróleo, determinar la cantidad de petróleo producido y del fluido motriz limpio de

inyección?

1.3. JUSTIFICACIÓN

El bombeo hidráulico para la producción de petróleo es uno de los métodos de

levantamiento artificial utilizados en el país, por su versatilidad y rentabilidad; sin embargo,

los pozos operados con bombeo hidráulico sufren una serie de cambios de sus condiciones

y dejan de producir porque sufrieron fallas que pueden ser evitadas si se realizaran los

2

cambios de bombas de subsuelo de tipo Pistón por las Jet conociendo su eficiencia y el

ahorro de energía en superficie.

Los descuidos o mala interpretación de la información recibida en superficie implican

grandes egresos de dinero a la compañía operadora por la compra y mantenimiento de

equipos, gastos de reacondicionamiento del pozo y lo que es más la pérdida de la

producción durante las operaciones de reacondicionamiento.

El equipo de bombeo hidráulico dañado, debe ser inspeccionado durante el desarme de los

componentes principales, para un análisis técnico y realizar un diagnóstico correcto de las

fallas de los equipos.

En operaciones de levantamiento artificial con bombeo hidráulico para evaluación son

fáciles de operar, instalar y como métodos de producción alterna, ofrecen costos bajos de

operación.

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 OBJETIVO GENERAL

Estudiar el sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, para determinar las

ventajas y desventajas de la utilización de este sistema de levantamiento artificial.

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1 Describir a los sistemas de bombeo hidráulico tipo Pistón y tipo Jet.

3

2 Describir las características de los yacimientos del Campo Parahuacu.

3 Analizar que tipos de sistema de bombeo hidráulico se está utilizando en el Campo

Parahuacu.

4 Determinar las causas para que ocurran fallas en el equipo.

1.5 HIPÓTESIS GENERAL

Si se realiza el estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, se podrá

determinar la eficiencia de este sistema de levantamiento artificial de extracción de petróleo

con ahorro de energía, fluido motriz limpio de inyección y alargar la vida útil de los

equipos. Así se logrará disminuir las fallas de este sistema y optimizar el tiempo de

producción.

1.5.1 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS

1 Si se realiza un adecuado estudio del sistema de bombeo hidráulico se determinará

la eficiencia de dicho sistema de levantamiento artificial.

2 Si se realiza dicho estudio se pueden disminuir los diferentes problemas presentes

en los equipos tanto de fondo como de superficie utilizados en el sistema de bombeo

hidráulico.

3 Si se realiza una adecuada descripción de los yacimientos del Campo Parahuacu se

logrará determinar el tipo de bombeo hidráulico utilizado.

4

1.6 VARIABLES DEPENDIENTES

1 Pozos del Campo Parahuacu operando con un sistema de Bombeo Hidráulico.

2 Equipos utilizados en el sistema de bombeo hidráulico para el campo Parahuacu.

3 Tipo de sistema de bombeo hidráulico utilizado en el campo Parahuacu.

1.6.1 VARIABLES INDEPENDIENTES

1 Propiedades de los yacimientos del campo Parahuacu.

2 Completación mecánica de los pozos del Campo Parahuacu.

3 Vida útil de los equipos utilizados.

1.6.2 VARIABLES INTERVINIENTES

1 La eficiencia de la bomba hidráulica de fondo.

2 Los problemas presentes en los equipos utilizados en el sistema de bombeo

hidráulico.

3 El tipo de sistema de bombeo hidráulico utilizado.

5

1.7 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para el desarrollo de ésta tesis se utilizó el método analítico porque permitió estudiar

detalladamente el comportamiento del sistema de levantamiento artificial y para determinar

las causas de falla del sistema se utilizó el método deductivo, porque con los datos

obtenidos se realizó el estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu, y

se determinaron las ventajas y desventajas de la utilización de este sistema de

levantamiento artificial.

1.7.1 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Permitieron analizar la información del campo Parahuacu, tal como el historial de

producción utilizando el sistema de bombeo hidráulico; además determinar los problemas

que existen en los equipos tanto de fondo como de superficie utilizados en dicho sistema.

6

CAPÍTULO II

2 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

El Campo Parahuacu se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, a 16Km al sur-

este del capo Lago Agrio, en la Cuenca Oriente del Ecuador.

Este campo está situado en el terreno de jungla al norte del río Aguarico, tributario del río

Amazonas. Se ubica sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, que separa la cuenca

del Oriente en Ecuador y Perú. Hacia el sur de la cuenca Putumayo en Colombia.

Fue descubierto por la Compañía Texaco-Gulf con la perforación del pozo exploratorio

PRH Nº 1 en Octubre de 1968, alcanzando una profundidad de 1,0173 pies y completado

oficialmente el 18 de Noviembre de 1968, obteniéndose una producción inicial de la

arenisca “T”: 900 BPPD de 31 grados ºAPI y con 0.2% de BSW.

Se han perforado un total de diez pozos, los cuales producen de las areniscas dentro de la

unidad Basal Tena y las areniscas U y T, miembros de la formación Napo Inferior, todas de

edad cretácica.

2.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Parahuacu, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos al Oeste del eje

axial de la Subcuenca Napo, en las siguientes coordenadas geográficas:

LATITUD: 00º 01’ 00” Norte a 00º 07’ 00”

LONGITUD: 76º 41’ 00” Oeste a 76 º 43’ 00”

7

La ubicación del Campo Parahuacu puede ser mejor visualizada en la Figura 2.1.

FIGURA 2.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

Fuente: PETROPRODUCCIÓN

Elaborado por: PETROPRODUCCIÓN

8

2.2 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO

De acuerdo a la información de sísmica existente indica que la estructura de Parahuacu

tiene una extensión de 15 Km. de norte a sur y de 2.5 Km. de este a oeste. La profundidad

del tope del intervalo de la Basal tena esta alrededor de 7,800 pies debajo del nivel mar en

el tope de la estructura de este a oeste. (Figura 2.2)

Una falla con rumbo hacia el este de cerca de 200 pies de desplazamiento vertical, está

presente a lo largo del flanco oriente del campo, esta falla se extiende unos 18 Km, y puede

ser una falla de cizallamiento de basamento; lo cual es responsable al menos en parte del

plegamiento del anticlinal del campo.

Los datos sísmicos indican que la falla disminuye hacia arriba y muere en la formación

Basal Tena.

Los principales reservorios productores del campo Parahuacu se encuentran en la

Formación Napo en su miembro inferior, en los intervalos denominados U y T, además se

presentan producción en Basal tena.

Estos reservorios presentan areniscas poco desarrolladas, con bajas porosidades y alto

porcentaje de arcilla; encontrándose asociadas a un ambiente deltaico distal, en

subambientes de barra de desembocadura y posibles rellenos de desembocaduras y posibles

rellenos de canales de marea para la areniscas de U y T superior, el rumbo sedimentario es

de norte a sur.

La trampa de este campo es una combinación de cierre de falla al este con cierre de

anticlinal en los cuatro puntos cardinales. Algunas trampas estratigráficas resultantes de la

distribución de las arenas, pueden proveer algunos cierres al sur.

La significativa declinación de la presión de yacimientos en el campo, indica que la

mayoría de los cuerpos de areniscas de yacimiento tienen una tendencia de dirección norte-

9

sur, similar a la tendencia del eje de la estructura. Los bajos volúmenes de agua

recuperados en la mayoría de los pozos indican una columna limitada de agua, resultado en

un agotamiento de la presión de yacimiento. La aparente tendencia sur y sur-oeste de las

areniscas del yacimiento individuales parece proveer separación entre las areniscas así

como también parte del cierre sur.

Los yacimientos en Parahuacu no parecen ser trampas hidrodinámicas, a pesar de que los

efectos hidrodinámicos pueden perturbar el campo. Los modelos ajustados de estos

yacimientos mostraron entradas de agua débiles. Por lo tanto la inyección de agua y la

perforación adicional de productores de petróleo aumento la recuperación máxima.

10

FIGURA 2.2. MAPA ESTRUCTURAL BASE CALIZA DEL CAMPO

PARAHUACU

Fuente: “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO

Elaborado por: PETROECUADOR

11

2.2.1.- LITOLOGÍA

2.2.2.1 Formación Napo

Es la formación más importante debido a las posibilidades de acumulación de

hidrocarburos, en esta zona el espesor varía de aproximadamente de 40 pies de Oeste a

Este.

Litológicamente, la formación Napo está constituida por calizas, lutitas y arenas, que se

forman de acuerdo a los eventos regresivos y transgresivos.

Las principales unidades estratigráficas del Campo de la Cuenca Oriente se presentan en la

Figura 2.3.

12

FIGURA 2.3 COLUMNA ESTATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU

Fuente: “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO” .PATRICE BABY,

MARCO RIVADENEIRA, ROBERTO BARRAGÁN.


13

2.2.2.1.1 Secuencia Transgresiva: Está constituida por dos unidades:

Caliza “A”: Se encuentra presente en toda la cuenca oriente, yace sobre la arenisca

“U”. Estas van de color gris oscuro a negro, maciza varía de densa a dura y el

espesor es de 100-400 pies; representa fósiles y conchas fragmentadas con trazas de

alquitrán seco.

Caliza “B”: Son similares a la anterior, calizas de color oscuro, calcareníticas

levemente piríticas con intercalaciones de lutitas que cubre la zona de arenisca “T”

con un espesor de 10-70 ft.

2.2.2.1.2 Secuencia Regresiva:

Arenisca “M-1”: Esta arena, denominada; Al Norte como M-1, al centro como San

Fernando y al Sur como Vivían, forma la parte superior de la formación Napo, que está

formada por areniscas cuarzosas fiables de color gris claro a blanco, con cemento silíceo,

lentes delgados de lutitas duras de color gris a negro y pequeños lentes de calizas.

Arenisca “U”: Está formado por dos miembros:

Superior: Integrado por intercalaciones de lutitas, calizas y areniscas de color gris,

de porosidad regular. Se caracteriza por poseer los menores espesores de arena,

entre 0 y 15 pies y adicionalmente posee menor conectividad de sus cuerpo de

arena, afectando la calidad de la roca reservorio.

Inferior: De color gris de grano fino a grueso subredondeado. Clasificación de

porosidad de regular a buena. Posee mayor presencia de intercalacioes lutítico -

arcillosa en su cuerpo arenoso, afectando la conectividad vertical del reservorio, sin

embargo existe buena extensión lateral.

14

Arenisca “T”: Constituye el primer ciclo regresivo hacia el Sur Oeste de la Formación

Napo, destaca hacia el intervalo inferior, un cuerpo arenoso de aspecto masivo y

homogéneo, su mejor espesor se encuentra hacia el Norte del campo, evidenciado por los

pozos, PRH-08, PRH-01, PRH-07 y PRH-02; hacia el sur el espesor disminuye

encontrándose valores entre 10 y 20 pies, este intervalo se caracteriza por tener buena

extensión lateral y buena conectividad vertical favoreciendo las condiciones de la roca

reservorio. Posee una mejor continuidad de los cuerpos de arena con respecto al intervalo

inferior de la unidad U. Esta arena está conformada por dos intervalos:

Superior: Tienen numerosos estratos intercalados de lutitas, calizas y areniscas de

color gris de grano fino de porosidad mala con clasificación pobre.

Inferior: Se encuentra intercalado por lentes de lutitas y calizas, las areniscas tienen

color gris a café claro de grano fino-medio, subredondeados; son más bien

clasificados de grano fino-medio-grueso; origina mejores reservorios para los

hidrocarburos. Estas areniscas tienen cemento calcáreo, glauconítico con una

porosidad regular (12%-15%) y una potencia promedio de 36.5 pies de espesor en el

campo.

2.3 PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO PARAHUACU

Petrofísica se refiere a la determinación cuantitativa de las propiedades de la roca y los

fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina la relación

existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso de la roca de un

yacimiento determinado.

http://es.wikipedia.org/wiki/Rocahttp://es.wikipedia.org/wiki/Fluidohttp://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Medio_poroso&action=edit&redlink=1http://es.wikipedia.org/wiki/Yacimiento

15

2.3.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Dentro de estas propiedades se va a considerar la porosidad, la saturación de agua para el

espesor productivo de cada uno de los reservorios de este campo. . Estos datos han sido

tomados del estudio realizado por la Compañía NCT Energy Group, realizado el 31 de

diciembre del 2008.

2.3.1.1 Basal Tena

Se presenta bien definida entre una sección básicamente lutítica tanto por encima

como por debajo de la Arenisca Basal. El espesor promedio de este reservorio es de 8.79

pies con porosidad y saturación de agua de 15.22% y 30.33%, respectivamente. No se

observan zonas con alta saturación de agua ni presencia de contacto agua-petróleo a

nivel de este yacimiento

2.3.1.2 Napo “U”

En esta arenisca el espesor productivo es de 8.33 pies, la porosidad de 11.60 %, y la

saturación del agua está en un rango de 16.62%.

Intervalo Superior: Presenta los menores espesores de arenas de reservorio. Está

constituida por escasos desarrollos de areniscas sumamente arcillosas con baja

prospectividad. No se observa en registros la presencia de un contacto agua-

petróleo.

Intervalo Medio: Conformado por areniscas de poco espesor, con múltiples

intercalaciones de lutitas, presenta porosidades promedio de 10% y espesor neto

16

petrolífero de apenas 2.5 pies en el pozo PRH-04, mientras que en el resto de los

pozos analizados no presenta interés petrofísico. No se observa en los registros la

presencia de un contacto agua-petróleo.

Intervalo Inferior: Presenta desarrollos relativamente arcillosos, con espesores

variables desde 4 pies hasta 30 pies aproximadamente.

Al promediar los valores para la Arenisca “U”, se determina que los valores

promedio de porosidad y saturación de agua se ubican en 11.32% y 17.01%,

respectivamente.

2.3.1.3 Napo “T”

En esta arenisca el espesor productivo es de 25.10 pies, la porosidad de 11.43%, y la

saturación del agua de 20.51%,

Intervalo Superior: Se muestra en los pozos analizados como una secuencia muy

radioactiva, con alta resistividad hacia la parte inferior del intervalo y baja

porosidad. Sólo se reportan 3.5 pies como espesor petrolífero en el pozo PRH-09,

mientras que en el resto de los pozos carece de prospectividad. Figura 2.4

Intervalo Inferior: Es el intervalo donde se observa mayores desarrollos, con un

contenido de arcilla mucho menor que el observado en el resto de la columna, y con

espesores petrolíferos que oscilan entre 4 pies y 40 pies.

Según perfiles de pozos, el único contacto agua-petróleo visible se identifica en el

pozo PRH-09 a nivel del intervalo inferior de T, (Figura 2.4) a una profundidad

medida de 9,772 pies, el cual se manifiesta con su respectiva disminución de

17

resistividad dentro del cuerpo de un desarrollo de arena relativamente homogéneo

hasta unos 13 ohm.

Como valores promedio de porosidad y saturación de agua para la Arenisca “T” se

determinaron 11.21% y 21.74.

FIGURA 2.4 CONTACTO AGUA PETRÓLEO PRH – 09

Fuente: GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.


18

En la Tabla 2.1 se encuentra resumida las propiedades petrofísicas certificadas, de los

reservorios del Campo Parahuacu.

TABLA 2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO PARAHUACU

SUMARIO PETROFÍSICO PROMEDIO PETROPRODUCCÍON

RESERVORIO Ho (pies) (%) Sw (%)

Basal Tena 8.18 14.67 31.30

U 8.33 11.60 16.62

T 25.10 11.43 20.51

Fuente: DEPARTAMENTO DE YACIMIENTO- QUITO

Elaborado por: Elvia Rea

Estos resultados van a ir variando pozo a pozo y de la zona que cada uno de ellos esté

produciendo.

2.3.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

En la Tabla 2.2 se exponen los datos del análisis PVT obtenidos del Laboratorio de

Yacimientos C.I.G.Q, para los diferentes yacimientos desde los cuales se produce en

Parahuacu : Basal Tena, Napo “U”, Napo “T”.

Hay que recalcar que los crudos se tornan más pesados de los yacimientos más profundos a

los más someros así "T'" tiene 30° APl, “U” 28° y “Basal Tena” 20° API, estando dentro

de una categoría de crudo medio o mediano .

Sus contenidos de azufre son 0.62, 0.67 y 1.05 % en peso, respectivamente.

19

TABLA2.2 PROPIEDADES PVT POR YACIMIENTO

Arena °API Temperatura

(°F)

Pb

(psi)

GOR

Pcs/BN

Boi

(BY/BN)

Bo

(BY/BN)

Gravedad

del Gas

T 32.1 195 1,283 396 1.301 1.2802 1.249

U 28.2 202 1,485 463 1.206 1.219 1.186

BT 18.9 195 778 162 1.124 1.1362 0.9925

Fuente: LABORATORIO DE YACIMIENTOS C.I.G.Q.


En la Tabla 2.3, se presentan los valores de las propiedades PVT de los fluidos, para cada

uno de los pozos, igualmente valores obtenidos del Laboratorio de Yacimientos C.I.G.Q.

TABLA 2.3 PROPIEDADES PVT DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU

Pozos Reservorio

Intervalo

(pies) Pb Bob Rsi

(pcs/BN) °API

T

(psi) (BY/BN) (°F)

PRH-04 Basal Tena 8,821-8,840 844 1.1454 160 20.3 196

PRH-04 Basal Tena 8,821-8,840 820 1.161 164 17.5 194

PRH-02 U 9,431-9,441

1,485 1.348 463 28.2 202 9,448-9,462

PRH-01 T 9,728-9,740

1,086 1.265 332 30.1 206 9,753-9,773

PRH-01 T 9,728-9,773 1,480 1.3203 459 34 184

PRH-05 T 11,074-11,094 1,190 1.3089 324 30.8 222

PRH-07

T

(Intervalo

inferior)

9,674-9,704

1,050 1.3589 366 34.2 199 9,709-9,720

Fuente: LABORATORIO DE YACIMIENTOS C.I.G.Q.


20

Se observa que los yacimientos U y T tienen una mayor relación gas petróleo (GOR) que es

el volumen de gas producido por día dividido por el volumen total de petróleo producido

por día. Esta diferencia es resultado de que poseen un empuje de gas disuelto, ya que se

caracteriza por la rápida caída de presión en el reservorio.

2.4.3 CANTIDAD DE AGUA Y SEDIMENTOS (BSW)

Respecto al porcentaje de agua y sedimentos (BSW), está en un 1.7%. Hay que considerar

que el sistema pistón trabaja con un corte de agua de 0.6% y, el Jet hasta con un 0.9%,

como valores topes permisibles.

TABLA 2.4 ANÁLISIS DE BSW

BSW DEL CAMPO

PARAHUACU

Pozos Arena

BSW de

Retorno

PRH 01 T 0.2

PRH 02 Ui 0.6

PRH 04 BT 0.3

PRH 05 Ti 3

PRH 07 Ts+Ti 0.3

PRH 08 Ti 0.3

Fuente: LABORATORIO DE CORROSIÓN LAGO AGRIO


21

2.4.4 SALINIDAD

Lo concerniente a salinidades depende de la arena de la cual se esté produciendo. Dichos

valores se exponen en la Tabla 2.5 a continuación.

TABLA 2.5 ANÁLISIS DE SALINIDAD DEL CAMPO PARAHUACU

Pozos Arena Salinidad

ppm Cl

PRH 01 T BAJO BSW

PRH 02 Ui 41,250

PRH 04 BT 28,650

PRH 05 Ti 24,800

PRH 07 Ts+Ti 35,000

PRH 08 Ti 29,000

Fuente: LABORATORIO DE CORROSIÓN LAGO AGRIO


2.5. MECANISMO DE EMPUJE

Los reservorios del campo Parahuacu se encuentran subsaturados, sometidos a mecanismos

de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y, en algún caso en

particular, presencia de influjo de agua, característico de los campos pertenecientes a la

Cuenca Oriente.

2.5.1 RESERVORIO BASAL TENA

De acuerdo a la Figura 2.5 se identifica la presencia del mecanismo de expansión roca-

fluido como mecanismo principal.

22

FIGURA 2.5 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO BASAL TENA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60

Re

laci

ón

Py/

Pi

(%)

FR (% )

Campo PARAHUACU, Reservorio BASAL TENAMecanismo de Empuje

Expansión Roca Fluido

Drenaje por Gravedad

Influjo de Agua

Expansión Capa de Gas

Gas en Solución

Rersrvorio Basal Tena

Proy. Tendencia de Comportamiento

Fuente: GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, EP PETROECUADOR.


2.5.2 RESERVORIO U

En la Figura 2.6 se aprecia que el reservorio exhibe un comportamiento que indica la

presencia del mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin descartar alguna

contribución de gas en solución.

23

FIGURA 2.6 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO U

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60

Rela

ción

Py/

Pi (

%)

FR (% )

Campo PARAHUACU, Reservorio UMecanismo de Empuje



Influjo de Agua


Gas en Solución

Rersrvorio U




2.5.3 RESERVORIO T

En la Figura 2.7 se observa un comportamiento que indica la combinación de mecanismos

de producción como expansión de roca-fluido y gas en solución y una contribución de

empuje de agua a juzgar por el comportamiento de presiones.

24

FIGURA 2.7 MECANISMO DE EMPUJE RESERVORIO T

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60

Rel

ació

n P

y/P

i (%

)

FR (% )

Campo PARAHUACU, Reservorio TMecanismo de Empuje



Influjo de Agua


Gas en Solución

Rersrvorio T




25

CAPÍTULO III

3 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO

3.1 INTRODUCCIÓN

Los sistemas de levantamiento artificial, entre estos el Bombeo Hidráulico son utilizados

cuando la energía disponible de un yacimiento no es suficiente para elevar el petróleo hasta

la superficie, estos proporcionan la energía adicional requerida para continuar la

explotación racional del yacimiento. El proceso de generación y transmisión de energía

varía según el sistema que se utilice.

El principio fundamental aplicado al BOMBEO HIDRÁULICO en el subsuelo es la

“LEY DE PASCAL”, en el que explica: Si se ejerce una presión sobre una superficie

líquida esta se transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad. La

aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación centralizada en la

superficie mediante una tubería llena de fluído hasta cualquier número de puntos (pozos)

dentro del sistema.

FIGURA 3.1 PRINCIPIO DE PASCAL

Fuente: SOLIPET S.A

Elaborado por: SOLIPET S.A

26

Es decir, los sistemas hidráulicos transfieren energía al fondo a través de un fluido de

presurización especial fluido de potencia, usualmente agua o crudo liviano. Las bombas de

subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz en

energía potencial o de presión en los fluidos producidos.

El Bombeo Hidráulico al igual que los otros tipos de levantamiento artificial puede

presentar problemas operacionales que se detallan en la Tabla 3.1.

TABLA 3.1 PROBLEMAS OPERACIONALES DEL BOMBEO HIDRÁULICO

INDICACIÓN POSIBLE CAUSA SOLUCIÓN

Baja presión de inyección,

suben los GPM Rotura de varilla de la bomba

Realizar prueba de producción y si se confirma la

pérdida, cambiar bomba

Incremento de la presión de

inyección, bajan los GPM

Obstrucción o daño en la

parte motor de la bomba

Realizar prueba de producción y confirmar pérdida si

persiste, cambiar de bomba

Aumento de fluido motriz

manteniendo los mismos

GPM

Desgaste en parte motriz de la

bomba

Realizar prueba de producción y confirmar pérdida

Daño en algún sello de bomba Reparar bomba

Daño en tubería de fluido

motriz, etc. Ubicar la fuga

Baja presión de retorno

(presión de cabeza)

Pérdida de producción

Incrementar GPM de la bomba de acuerdo a su factor

motriz

Baja eficiencia de la parte

bomba

Realizar prueba de producción y si persiste la pérdida,

realizar cambio de bomba

Incremento súbito de la

presión de operación

Válvula cerrada Verificar posiciones de válvulas

Bomba pistón atascada

Cambiar bomba si no reacciona (abrir y cerrar by-pass)

Bomba jet taponada Si es jet sacar bomba y quitar obstrucción

Variación considerable en el

fluido motriz inyectado

Daño en la turbina Realizar mantenimiento de turbina o cambio

Daño en el contador de

barriles Calibrar contador de barriles

Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciones del Sistema de Bombeo

Hidráulico”


27

3.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

Los componentes que conforman el sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo

Hidráulico pueden ser clasificados de la siguiente manera:

Equipo de superficie

Equipo de subsuelo

Los equipos de superficie y subsuelo están integrados por los siguientes elementos:

3.2.1 EQUIPO DE SUPERFICIE

3.2.1.1 Sistema de Fluido de Potencia

Los sistemas de fluidos de potencia se dividen en dos tipos:

Sistema de fluido cerrado: en este tipo de sistema, el fluido motor no se mezcla

con los fluidos producidos por el yacimiento.

Sistema de fluido abierto: en este tipo de sistema, el fluido motor se mezcla con

los fluidos producidos por el yacimiento.

3.2.1.2 Bomba de Superficie

Las bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor pueden

ser tríplex o múltiples. Las que se emplean generalmente, son las trìplex.

28

Bombas tríplex: estas bombas usan: émbolo, camisa de metal a metal, válvula tipo

bola.

Bombas múltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal de

potencia comprende, entre otras partes: el cigüeñal, la biela y los engranajes

3.2.1.3 Tanques de almacenamiento del fluido motriz y facilidades de deshidratación

Los tanques de almacenamiento deben tener la capacidad suficiente para proveer durante

las veinticuatro horas el fluido motriz hacia los pozos con el más bajo porcentaje de agua y

sedimentos como: arena, partículas de metal, herrumbres, etc. Razón por la cual se succiona

a 10 pies del nivel del tanque. (Figura 3.2)

FIGURA 3.2 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ


Hidráulico”.


29

3.2.1.4 Válvula Reguladora de Flujo (VRF)

Sirve para controlar el caudal que va a ser inyectado a la bomba de subsuelo, esta válvula se

instala entre la válvula block y el cabezal del pozo. (Figura 3.3)

FIGURA 3.3 VRF

Fuente: SOLIPET S.A “Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo

Hidráulico”.

Elaborado por: SOLIPET S.A.

3.2.1.5 Válvulas de Paso (BLOCK)

Permite la apertura y cierre de una manera inmediata del fluido motriz a alta presión que

nos llega desde la estación, así como también la apertura y cierre en la línea de Flujo o de

baja presión. (Figura 3.4)

30

FIGURA 3.4 VÁLVULA BLOCK


Hidráulico”.


3.2.1.6 Turbina

Provoca pulsaciones que son leídas por un sensor magnético de un Instrumento electrónico

(MCII), El mismo que transforma esta lectura de pulsaciones en valores de caudal que

circulan hacia el pozo. (Figura 3.5)

FIGURA 3.5 TURBINA


Hidráulico”


31

2.2.1.7 Analizador de Flujo (MCII).

Es un instrumento electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se producen en

el interior de la turbina. (Figura 3.6)

FIGURA 3.6 ANALIZADOR DE FLUJO (MCII)


Hidráulico”


Mediante la Figura 3.7 podemos observar la secuencia del flujo en el bombeo hidráulico.

32

FIGURA 3.7 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO

HIDRÁULICO

Fuente: FOLLETO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Elaborado por: Ing. Vinicio Melo

3.2.2 EQUIPO DE SUBSUELO

3.2.2.1 Cavidad

Es un conjunto de acoples, camisas y extensiones con perforaciones ubicadas de manera

especial y exacta. La bomba se alojará en el interior de la cavidad, al trabajar los sellos de

la bomba se generarán cámaras entre sí para permitir que el fluido motriz realice su

recorrido y ejecute su función satisfactoriamente, así como también para que el fluido

producido no retorne a la formación. (Figura 3.8)

33

FIGURA 3.8 CAVIDAD


Hidráulico”.


3.2.2.2 Aisladores de zonas o empacaduras

Son llamados también packers, están ubicados en línea con el tubing, los mismos que por

efecto de un accionar mecánico o hidráulico forman un sello con la pared interna de la

tubería de revestimiento (casing), y de esta manera aíslan cada una de las arenas

productoras independientemente. (Figura 3.9)

34

FIGURA 3.9 PACKERS


Hidráulico”.


3.2.2.3 Camisas

Son herramientas que van colocadas en el conjunto de fondo, en una posición cercana a la

zona productora, el objetivo de esta herramienta es crear una comunicación entre el espacio

anular y el tubing por donde los fluidos producidos de la zona ingresarán y se trasladarán a

la cavidad donde se encuentra situada la bomba de subsuelo. (Figura 3.10)

35

FIGURA 3.10 CAMISAS

Fuente: SOLIPET S.A,“Introducción a las Operaciónes del Sistema de Bombeo

Hidráulico”.


3.2.2.4 Válvula de Pie

También llamada válvula standing, se aloja en el extremo inferior de cavidad (seating ring),

son necesarias en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y evitar que el líquido que está

circulando regrese nuevamente al reservorio, adicionalmente cuando el pozo se encuentra

produciendo esta sirve de asiento para las bomba. (Figura 3.11)

FIGURA 3.11 VÁLVULA DE PIE

Fuente: SOLIPET S.A.


36

3.2.2.5 Fluido motriz

Es el fluido a alta presión (agua ó petróleo) que se utiliza para hacer trabajar la bomba de

subsuelo, sea esta Jet o Pistón. El contenido de sólidos es un factor importante en la vida

útil de la bomba y en los costos de operación.

Para utilizar este fluido debe estar previamente tratado, deshidratado y libre de sedimentos.

3.2.2.6 Bombas Hidráulicas

Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el

fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es similar al de las bombas de

cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón accionado por cabillas y dos o más

válvulas de retención. La bomba puede ser de simple acción o de doble acción. Se

denomina bombas de acción simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el

recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos).

3.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

3.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA

Comúnmente el fluido motriz utilizado es petróleo crudo producido o agua tratada. Sin

diferencia alguna deben ser sometidos a un proceso natural de separación de gas, agua y

sedimentos y sujetos a un período de asentamiento y limpieza mediante almacenamiento,

productos químicos, filtros, etc.

La cantidad de sólidos permisibles varía según el concepto de “vida de bomba” y también

depende de la viscosidad, sin embargo de 10 – 15 ppm es aceptable para un petróleo de 30

– 40º API. Para petróleos pesados (10 – 20º API) se tolera una mayor cantidad de sólidos,

mientras que para agua la tolerancia es menor.

http://www.monografias.com/trabajos35/categoria-accion/categoria-accion.shtml

37

El tamaño máximo de partícula no debe ser mayor a 15 micrones mientras que el contenido

de sal no debe exceder a 12 lb/1,000 bbl de petróleo.

Hay que considerar que todo diseño siempre está sujeto a los siguientes factores:

Número de pozos por operar

Volumen necesario de fluido motriz

Presión de operación

Sistemas de inyección

Características de los pozos que determinan el equipo de fondo adecuado.

3.3.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

El bombeo hidráulico tipo pistón tiene gran aceptación, ya que presenta varias ventajas que

lo diferencian de los otros sistemas de levantamiento artificial, entre estas:

Puede alcanzar grandes profundidades, hasta los 18,000 pies.

Para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba), no se requiere

equipo de reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es

desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el

desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre).

Buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5,000bl/ día).

Puede operar en pozos direccionales.

Es de fácil adaptación para su automatización.

Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

Puede instalarse como um sistema integral.

Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas.

Ideal cuando se tiene baja presión, bajas relaciones gas-aceite.

38

Las bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que una

bomba de varillas porque no existe el problema del estiramiento de la sarta.

Se puede dar gran flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de

producción.

Salvo casos extremos las bombas hidráulicas para su cambio no requieren de torre

(reacondicionamiento W.O.)

3.3.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

No obstante, a pesar de presentar grandes ventajas este tipo de bombeo está sometido a

ciertas limitaciones tales como:

El complejo diseño de la bomba a pistón requiere un asesoramiento técnico

constante para optimizar la durabilidad de la vida útil de la bomba.

Para la reparación de la bomba se necesita de herramientas especiales e

instrumentos de alta calibración y control.

Como se trabaja con presiones de operación altas hace que el trabajo se lo realice

con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear problemas con

consecuencias graves.

3.3.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN

La unidad de bombeo se encuentra compuesta básicamente de tres elementos: un motor

hidráulico con pistón de doble acción , una válvula motriz que regula el flujo de fluido

motriz al motor , y una bomba hidráulica también con pistón de doble acción que es el

componente principal del sistema de Bombeo Hidráulico.

En la Figura 3.12 se muestra esquemáticamente una unidad de bombeo con sus

componentes básicos:

39

FIGURA 3.12 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN


Elaborado por: Ing. Vinicio Melo.

Los dos diseños de bombas que son generalmente los más utilizados son:

Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido, sea en la carrera

ascendente o descendente. Figura 3.13

40

Bomba de acción doble, se desplaza el fluido tanto en la carrera descendente como

en la ascendente.

FIGURA 3.13 OPERACIÓN GENERAL DE UNA BOMBA TIPO PISTÓN


Elaborado por: Ing. Vinicio Melo

41

3.3.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN

El diseño de las bombas de fondo es exclusivo de cada fabricante, siendo las marcas más

conocidas y las que actualmente se utilizan en Petroproducción las mencionadas a

continuación:

GUIBERSON

NATIONAL OIL MASTER

KOBE

OILWELL HYDRAULICS INC. (OHI).

42

TABLA 3.2 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES – GUIBERSON

Bomba

Desplazamiento

P/E

Máxima velocidad de régimen (embolada/min) BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)

Bomba Motor Bomba Motor Total

Powerlift I TP 2 3/8 in.

2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35

2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35

2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35

2 x 1 5/8 x 1 1/2 11.96 14.04 478 561 1039 1.16 40

2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35

2 x 1 5/8 x 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 2 x 1 1/16 8.69 30.77 191 678 869 0.32 22

2 1/2 x 2 x 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.44 22

2 1/2 x 2 x 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.68 27

2 1/2 x 2 x 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.80 27

2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 636 831 1467 0.93 27

2 1/2 x 2 x 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.06 35

2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 831 831 1662 1.21 27

2 1/2 x 2 x 2 30.77 30.77 1,077 1077 2154 1.36 35

2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35

2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35

2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35

2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35

2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.52 27

2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.72 27

2 1/2 x 1 5/8 x 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.03 27

2 1/2 x 1 5/8 x 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.21 27

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/2 x 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.59 30

3 x 2 1/2 x 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30

3 x 2 1/2 x 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.98 30

3 x 2 1/2 x 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.21 30

Powerlift II

TP 2 3/8 in.

2 x 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.52 35

2 x 1 ¼ 8.92 15.08 312 528 840 0.72 35

2 x 1 9/16 12.85 15.08 450 528 978 1.03 35

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 1/4 11.96 14.04 478 561 1040 1.16 40

2 1/2 x 2 1/2 15.08 15.08 528 528 1056 1.21 35

2 1/2 x 1 7/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.36 40

Fuente: WEATHERFORD


43

TABLA 3.3 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIRPOCANTES - NATIONAL OIL

MASTER

Bomba

Desplazamiento P/E

Máxima velocidad de régimen (embolada/min)

BPD por SPM A velocidad de régimen (BPD)


Tipo F,FE,FEB

TP 2 3/8 in.

F201311 3.0 4.2 204 286 490 0.71 68

F201313 4.2 4.2 286 286 572 1.00 68

F201611 3.0 6.4 204 435 639 0.47 68

F201613 4.2 6.4 286 435 721 0.66 68

FEB201613 6.2 9.4 340 517 857 0.66 55

FEB201616 9.4 9.4 517 517 1034 1.00 55

TP 2 7/8 in.

F251611 3.3 7.0 214 455 669 0.47 65

F251613 4.6 7.0 299 455 754 0.66 65

F251616 7.0 7.0 455 455 910 1.00 65

FE251613 6.6 10 350 530 880 0.66 53

FE251616 10 10 530 530 1060 1 53

FE252011 4.95 16.5 252 843 1095 0.30 51

FE252013 6.98 16.5 355 843 1198 0.42 51

FE252016 10.6 16.5 540 843 1382 0.64 51

Tipo V

TP 2 7/8 in.

V-25-11-063 6.31 10 1073 1700 2773 0.63 170

V-25-21-075 6.31 8.38 1174 1559 2733 0.75 186

V-25-11-095 6.31 6.66 1300 1371 2671 0.95 206

V-25-11-118 6.31 5.33 1420 1199 2619 1.18 225

Tipo 220 TP 2 3/8 in.

330-201612 5.45 8.94 546 894 1440 0.63 100

530-201615 7.86 8.94 786 894 1680 0.89 100

TP 2 7/8 in.

348-252012 8.73 22.35 629 1609 2238 0.40 72

348-252015 12.57 22.35 905 1609 2514 0.57 72

548-252017 17.11 22.35 1232 1609 2841 0.78 72

548-252019 20.17 22.35 1452 1609 3061 0.93 72

TP 3 1/2 in.

548-302419 20.17 32.18 1452 2317 3769 0.643 72

548-302420 22.65 37.31 1634 2685 4319 0.624 72

548-302422 28.7 32.18 2063 2317 4380 0.914 72

548-302423 34.96 37.31 2517 2686 5203 0.961 72

Fuente: WEATHERFORD


44

TABLA 3.4 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS reciprocantes – KOBE Pag.1

Bomba

Desplazamiento

P/E




Tipo A

TP 2 3/8 in.

2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121

2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121

2 x 1 – 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121

2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121

2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121

2 x 1 3/16 – 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121

2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 – 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100

2 1/2 x 1 1/4 – 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 ¼ 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100

2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 ¼ 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100

2 1/2 x 1 1/2 - 1 ½ 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 ¼ 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 ½ 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16

14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100

TP 3 1/2 in.

3 x 1 1/2 - 1 ¼ 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87

3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87

3 x 1 1/2 - 1 ½ 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87

3 x 1 1/2 - 1 ¾ 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87

3 x 1 3/4 - 1 ½ 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87

3 x 1 3/4 - 1 ¾ 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87

3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87

3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 ¼ 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87

3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½ 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ½ 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 ¾ 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87

TP 4 1/2 in.

4 x 2 - 1 ¾ 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77

4 x 2 – 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77

4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77

4 x 2 3/8 - 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77

4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77

4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77

4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77

45

Continuación de la tabla 3.4

Pag.2

Bomba

Desplazamiento

P/E

Máxima

velocidad de

régimen

(embolada/min)

BPD por SPM A velocidades de régimen

(BPD)


4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77

4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77

Tipo B

TP 2 3/8 in.

2 x 1 3/8 - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121

2 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121

2 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121

2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121

2 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100

2 1/2 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87

3 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87

3 x 2 1/8 - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87

3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87

3 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87

Tipo D

TP 2 3/8 in.

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16

6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/16

7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121

2 x 1 3/16 x 1 3/8 - 1 3/8 x 1 3/8

8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 ½

14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2

17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100

2 1/2 x 1 7/16 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4

21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100

TP 3 1/2 in.

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 21.55 35.74 1874 3109 4983 0.606 87

46

Continuación de la Tabla 3.4

Pag.3

Bomba

Desplazamiento

P/E


BPD por SPM A velocidad de regimen (BPD)

Bomba

Motor

Bomba Motor Total

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 1 7/8

36.94 35.74 3213 3109 6322 1.039 87

3 x 1 3/4 x 2 1/8 - 2 1/8 x 2 1/8

42.53 35.74 3700 3109 6809 1.197 87

Tipo E

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 3/4 40.63 35.45 2400 2092 4491 1.146 59

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56

Fuente: WEATHERFORD


47

TABLA 3.5 ESPECIFICACIONES DE BOMBAS RECIPROCANTES - OILWELL

HYDRADULICS INC.

Pag.1

Bomba

Desplazamiento

P/E




Tipo AM

TP 2 3/8 in.

2 x 13/16 - 13/16 1.15 1.2 139 145 284 1 121

2 x 1 - 13/16 1.15 2.15 139 260 399 0.545 121

2 x 1 – 1 2.10 2.15 255 260 515 1.000 121

2 x 1 - 13/16 3.25 2.15 393 260 653 1.546 121

2 x 1 3/16 - 13/16 1.15 3.30 139 399 538 0.353 121

2 x 1 3/16 – 1 2.10 3.30 255 399 654 0.647 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 3.25 3.30 393 399 792 1.000 121

2 x 1 3/16 - 1 x 1 4.20 3.30 508 399 907 1.290 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 1 5.35 3.30 647 399 1046 1.647 121

2 x 1 3/16 - 1 3/16 x 13/16 6.50 3.30 787 399 1186 2.000 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 – 1 2.56 2.66 256 266 522 1 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 2.56 5.02 256 502 758 0.520 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/8 3.67 5.02 367 502 868 0.746 100

2 1/2 x 1 1/4 - 1 1/4 4.92 5.02 492 502 994 1.000 100

2 1/2 x 1 1/4 -1 7/16 7.03 5.02 703 502 1205 1.431 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/8 3.67 7.13 367 713 1080 0.522 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 4.92 7.13 492 713 1205 0.700 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 7.03 7.13 703 713 1416 1.000 100

2 1/2 x 1 1/2 - 1 1/2 7.45 7.55 745 755 1500 1.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 4.92 9.27 492 927 1419 0.521 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 7/16 7.03 9.27 703 927 1630 0.770 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 7.45 9.27 745 927 1672 0.820 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 9.09 9.27 909 927 1836 1.000 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 1/4 x 1 ¼ 9.84 7.13 984 713 1697 1.400 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 ¼ 11.95 7.13 1195 713 1908 1.701 100

2 1/2 x 1 7/16 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 7.13 1406 713 2119 2.000 100

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 x 1 5/8 18.18 9.27 1818 927 2745 2.000 100

TP 3 1/2 in.

3 x 1 1/2 - 1 1/4 5.59 9.61 486 836 1322 0.592 87

3 x 1 1/2 - 1 3/8 7.43 9.61 646 836 1482 0.787 87

3 x 1 1/2 - 1 1/2 9.44 9.61 821 836 1657 1.000 87

3 x 1 1/2 - 1 3/4 14.00 9.61 1218 836 2054 1.480 87

3 x 1 3/4 - 1 1/2 9.44 14.17 821 1233 2054 0.676 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 14.00 14.17 1218 1233 2451 1.000 87

3 x 2 - 1 ¾ 14.00 19.35 1218 1683 2901 0.727 87

3 x 1 3/4 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 14.17 973 1233 2206 0.800 87

3 x 1 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 14.17 1642 1233 2875 1.351 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 14.17 2093 1233 3326 1.675 87

3 x 1 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28.00 14.17 2436 1233 3669 2.000 87

TP 4 1/2 in.

48


Pag.2

Bomba

Desplazamiento

P/E Máxima velocidad de régimen (embolada/min)



4 x 2 - 1 ¾ 14.40 21.44 1109 1651 2760 0.687 77

4 x 2 – 2 21.00 21.44 1617 1651 3268 1.000 77

4 x 2 - 2 3/8 32.50 21.44 2503 1651 4154 1.541 77

4 x 2 3/8 – 2 21.00 32.94 1617 2536 4153 0.649 77

4 x 2 3/8 - 2 3/8 32.60 32.94 2503 2536 5039 1.000 77

4 x 2 3/8 - 2 x 1 3/4 35.40 32.94 2726 2536 5262 1.094 77

4 x 2 3/8 - 2 x 2 42.00 32.94 3234 2536 5770 1.299 77

4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 53.50 32.94 4120 2536 6656 1.650 77

4 x 2 3/8 - 2 3/8 x 2 3/8 65.00 32.94 5005 2536 7541 2.000 77

Tipo BM

TP 2 3/8 in.

2 BM - 1 3/16 3.15 4.54 381 549 930 0.700 121

2 BM - 1 3/8 4.50 4.54 544 549 1093 1.000 121

2 BM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 4.54 750 549 1299 1.380 121

2 BM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 4.54 914 549 1463 1.680 121

2 BM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 4.54 1076 549 1625 1.980 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 BM - 1 1/2 7.44 10.96 744 1096 1840 0.685 100

2 1/2 BM - 1 3/4 10.86 10.96 1086 1096 2182 1.000 100

2 1/2 BM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 10.96 1452 1096 2548 1.336 100

2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 10.96 1794 1096 2890 1.652 100

2 1/2 BM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 10.96 2136 1096 3232 1.957 100

TP 3 1/2 in.

3 BM - 1 7/8 15.96 21.75 1388 1892 3280 0.740 87

3 BM - 2 1/8 21.55 21.75 1875 1892 3767 1.000 87

3 BM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 21.75 2727 1892 4619 1.454 87

3 BM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 21.75 3214 1892 5106 1.714 87

3 BM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 21.75 3700 1892 5592 1.974 87

Tipo DM

TP 2 3/8 in.

2 DM- 1 3/16 3.15 7.79 381 943 1324 0.407 121

2 DM - 1 3/8 4.50 7.79 544 943 1487 0.581 121

2 DM - 1 3/16 x 1 3/16 6.21 7.79 751 943 1694 0.802 121

2 DM - 1 3/8 x 1 3/16 7.55 7.79 914 943 1857 0.976 121

2 DM - 1 3/8 x 1 3/8 8.90 7.79 1076 943 2019 1.150 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 DM - 1 1/2 7.44 17.99 744 1799 2543 0.411 100

2 1/2 DM - 1 3/4 10.86 17.99 1086 1799 2885 0.608 100

2 1/2 DM - 1 1/2 x 1 1/2 14.52 17.99 1452 1799 3251 0.813 100

2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 1/2 17.94 17.99 1794 1799 3593 0.976 100

2 1/2 DM - 1 3/4 x 1 3/4 21.36 17.99 2136 1799 3935 1.196 100

TP 3 1/2 in.

3 DM - 1 7/8 15.96 35.74 1388 3109 4497 0.449 87

3 DM - 2 1/8 21.55 35.74 1875 3109 4984 0.606 87

49

Continuacion de la Tabla 3.5 Pag.3

Bomba

Desplazamiento




3 DM - 1 7/8 x 1 7/8 31.34 35.74 2727 3109 5836 0.882 87

3 DM - 2 1/8 x 1 7/8 36.94 35.74 3214 3109 6323 1.039 87

3 DM - 2 1/8 x 2 1/8 42.53 35.74 3,700 3109 6809 1.197 87

Tipo E

TP 2 3/8 in.

2 x 1 3/8 20.27 17.59 1317 1143 2460 1.152 65

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1 ¾ 40.63 34.45 2400 2032 4432 1.146 59

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/8 71.70 62.77 4007 3515 7522 1.142 56

TP 4 1/2 in.

4 x 2 7/8 184.9 162.53 8135 7151 15286 1.137 44

Tipo ALP

TP 2 3/8 in.

2 - 13/16 1.15 6.26 139 757 896 0.184 121

2 - 7/8 1.4 6.26 175 757 932 0.232 121

2 – 1 2.10 6.26 255 757 1012 0.338 121

2 - 1 13/16 3.25 6.26 393 757 1150 0.522 121

2 - 1 x 1 4.2 6.26 508 757 1265 0.675 121

2 - 13/16 x 1 5.35 6.26 647 757 1404 0.859 121

2 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 6.26 787 757 1544 1.043 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 - 1 2.56 14.46 256 1446 1702 0.178 100

2 1/2 - 1 1/8 3.67 14.46 367 1446 1813 0.256 100

2 1/2 - 1 ¼ 4.92 14.46 492 1446 1938 0.342 100

2 1/2 - 1 7/16 7.03 14.46 703 1446 2149 0.489 100

2 1/2 -1 ½ 7.45 14.46 745 1446 2191 0.543 100

2 1/2 - 1 5/8 9.44 14.46 944 1446 2390 0.657 100

2 1/2 - 1 1/4 - 1 1/4 9.84 14.46 984 1446 2430 0.685 100

2 1/2 - 1 7/16 x 1 1/4 11.95 14.46 1195 1446 2641 0.832 100

2 1/2 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.46 1406 1446 2852 0.979 100

2 1/2 - 1 5/8 x 1 5/8 18.88 14.46 1888 1446 3334 1.315 100

TP 3 1/2 in.

3 - 1 ¼ 5.59 26.79 486 2331 2817 0.21 87

3 - 1 3/8 7.43 26.79 646 2331 2977 0.279 87

3 - 1 ½ 9.44 26.79 821 2331 3152 0.354 87

3 - 1 ¾ 14.00 26.79 1218 2331 3549 0.525 87

3 - 1 1/4 x 1 1/4 11.18 26.79 973 2331 3304 0.42 87

3 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 26.79 1643 2331 3974 0.708 87

3 - 1 3/4 x 1 1/2 23.44 26.79 2039 2331 4370 0.879 87

3 - 1 3/4 x 1 3/4 28.4 26.79 2436 2331 4767 1.049 87

Tipo M

TP 2 3/8 in.

50


Pag.4

Bomba

Desplazamiento




2 x 2 3/8 – 1 2.1 8.4 254 1016 1270 0.25 121

2 x 2 3/8 - 1 3/16 3.25 8.4 393 1016 1409 0.386 121

2 x 2 3/8 - 1 x 1 4.2 8.4 508 1016 1524 0.5 121

2 x 2 3/8 - 1 3/16 x 1 3/16 6.5 8.4 787 1016 1803 0.77 121

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 3 - 1 1/2 7.45 14.9 745 1490 2235 0.5 100

2 1/2 x 3 - 1 5/8 9.09 14.9 909 1490 2399 0.61 100

2 1/2 x 3 - 1 1/4 x 1 1/4 9.84 14.9 984 1490 2474 0.66 100

2 1/2 x 3 - 1 7/16 x 1 7/16 14.06 14.9 1406 1490 2896 0.943 100

TP 3 1/2 in.

3 x 3 3/4 - 1 3/4 14 31.98 1218 2782 4000 0.44 87

3 x 3 3/4 - 1 7/8 15.96 31.98 1388 2782 4170 0.5 87

3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 1/2 18.88 31.98 1643 2782 4425 0.59 87

3 x 3 3/4 - 1 1/2 x 1 3/4 23.44 31.98 2039 2782 4821 0.73 87

3 x 3 3/4 - 1 3/4 x 1 3/4 28 31.98 2436 2782 5218 0.875 87

3 x 3 3/4 - 1 7/8 x 1 7/8 31.92 31.98 2777 2782 5559 0.998 87

PL I

TP 2 3/8 in.

2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35

2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35

2 x 1 5/8 - 1 1/2 11.96 14.03 478 561 1039 1.168 40

2 x 1 5/8 - 1 5/8 14.04 14.04 561 561 1122 1.37 40

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 2 - 1 1/4 12.02 30.77 264 678 942 0.443 22

2 1/2 x 2 - 1 1/2 17.30 30.77 467 831 1298 0.684 27

2 1/2 x 2 - 1 5/8 20.30 30.77 547 831 1378 0.803 27

2 1/2 x 2 - 1 3/4 23.56 30.77 825 1078 1902 1.064 35

2 1/2 x 2 – 2 30.77 30.77 1077 1077 2154 1.389 35

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 6.45 15.08 225 528 753 0.522 35

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 8.92 15.08 312 528 840 0.721 35

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 12.85 15.08 450 528 978 1.039 35

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 15.08 15.08 528 528 1056 1.22 35

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/16 8.69 20.32 235 548 782 0.522 27

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/4 12.02 20.32 325 548 873 0.722 27

2 1/2 x 1 5/8 - 1 1/2 17.31 20.32 467 548 1015 1.04 27

2 1/2 x 1 5/8 - 1 5/8 20.32 20.32 549 548 1095 1.22 27

TP 3 1/2 in.

3 x 2 1/2 - 1 3/4 21.42 43.71 643 1311 1954 0.598 30

3 x 2 1/2 – 2 27.98 43.71 840 1311 2151 0.78 30

3 x 2 1/2 - 2 1/4 35.41 43.71 1062 1311 2373 0.988 30

3 x 2 1/2 - 2 1/2 43.71 43.71 1311 1311 2622 1.22 30

PL II

TP 2 3/8 in.

2 x 1.572 - 1 1/16 5.53 12.1 597 1307 1904 0.525 108

51


Pag.5

Bomba

Desplazamiento

P/E Máxima velocidad de regimen (embolada/min)



2 x 1.572 - 1 1/4 7.65 12.1 826 1307 2133 0.726 108

2 x 1.572 - 1.572 30 26.35 1560 1370 2930 1.147 52

TP 2 7/8 in.

2 1/2 x 1.885 - 1 1/4 8.74 17.69 918 1857 1040 0.503 105

2 1/2 x 1.885 - 2 1/2 12.59 17.69 1322 1857 1056 0.725 105

2 1/2 x 1.885 - 1.885 50 43.97 2500 2199 1122 1.146 50

Fuente: WEATHERFORD


52

3.4 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Estas bombas son un equipo hidrodinámico y operan, principalmente, a través de la

transferencia de momento entre dos corrientes de fluido adyacentes. El fluido de potencia

de alta presión pasa a través de la boquilla o tobera, donde la energía potencial del fluido

(energía de presión) se transforma en energía cinética.

Luego está descarga un chorro en la cámara de entrada de los fluidos del pozo, la cual tiene

comunicación con la formación. En la cámara de mezclado cuyo diámetro es mayor al de la

tobera, se mezclan los fluidos del pozo con el fluido de potencia.

Los fluidos son conducidos a un difusor de área expandida, que convierte la energía

cinética remanecente en presiones estáticas suficiente para levantar los fluidos hasta la

superficie (cuando esta presión es mayor que la ejercida por la columna de fluidos en el

espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie).

Las bombas jet constan de los siguientes componentes que pueden ser visualizados en la

Figura 3.14

Boquilla (Nozzle)

Garganta (Throat)

Difusor (Diffuser)

53

FIGURA 3.14 COMPONENTES DE UNA BOMBA TIPO JET

Fuente: SERTECPET

Elaborado por: SERTECPET

3.4.2 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Las ventajas de este sistema de bombeo son innumerables, entre las que se pueden

mencionar:

Carencia de partes móviles, lo que la hace resistente a los fluidos corrosivos y

abrasivos

Sección de trabajo compacta compuesta por la tobera, la entrada a la cámara de

mezclado y el difusor, esto facilita su instalación.

Se adapta casi a cualquier profundidad en el pozo.

Se pueden obtener tasas más grandes que con un bombeo hidráulico convencional

con el mismo diámetro de tubería.

Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.

54

Flexibilidad en la tasa de producción.

Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas hidráulicamente.

Es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla y la garganta.

Apropiadas para instalación de medidores de presión de fondo debido a su baja

vibración.

Puede manejar bajas concentraciones de arena, CO2, H2S.

Se adapta a todos los ensamblajes de fondo del bombeo hidráulico tiene alta

capacidad y puede manejar el gas libre del pozo.

3.4.3 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

Entre las limitaciones de este tipo de bombeo tenemos:

Se necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación, en la

entrada de la garganta

Su eficiencia es menor que la de los equipos de desplazamiento positivo, por lo cual

necesita mayor potencia.

3.4.4 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET

La bomba Jet es el componente principal de la completación de fondo.

Estas se subdividen en bombas de circulación convencional y de circulación inversa o

reversa, dependiendo de la forma como se inyecta el fluido motriz y la manera como se

realiza la producción.

Bomba con circulación convencional: el fluido motriz es inyectado por la tubería de

producción y se produce por el espacio anular Tubing – Casing.

55

Bomba con circulación inversa: la inyección se da por el espacio anular y la

producción se realiza por el Tubing.

3.4.5 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET

El diseño básico de los fabricantes existentes es muy similar, la principal diferencia es la

forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la sección de trabajo.

Considerando los pozos de Petroproducción estos trabajan con bombas jet de geometrías de

las siguientes marcas:

KOBE

NATIONAL OIL MASTER

GUIBERSON

CLAW

PARKER Co

OILWELL HYDRAULICS INC.

En la Figura 3.15 y Figura 3.16 se presenta la bomba Jet Claw Convencional y Jet Claw

Reversa respectivamente.

56

FIGURA 3.15 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL

Fuente: SERTECPET


FIGURA 3.16 BOMBA JET CLAW REVERSA

Fuente: SERTECPET


57

TABLA3.6 BOMBAS TIPO JET

KOBE NATIONAL GUIBERSON CLAW

Boquilla Garganta Boquilla Garganta Boquilla Garganta Boquilla Garganta

No. Área

No. Área

No. Área

No. Área

No. Área

No. Área

No. Área

No. Área

1 0.0024 1

0.0060 1

0.0024 1

0.0064

DD

0.0016

000

0.0044 1

0.0018 A

0.0046

2 0.0031 2

0.0077 2

0.0031 2

0.0081

CC

0.0028 00

0.0071 2

0.0030 B

0.0072

3 0.0040 3

0.0100 3

0.0039 3

0.0104

BB

0.0038 0

0.0104 3

0.0038 C

0.0104

4 0.0052 4

0.0129 4

0.0050 4

0.0131 A

0.0055 1

0.0143 4

0.0054 D

0.0142

5 0.0067 5

0.0167 5

0.0064 5

0.0167

A+

0.0075 2

0.0189 5

0.0074 E

0.0187

6 0.0086 6

0.0215 6

0.0081 6

0.0212 B

0.0095 3

0.0241 6

0.0094 F

0.0239

7 0.0111 7

0.0278 7

0.0103 7

0.0271

B+

0.0109 4

0.0314 7

0.0108 G

0.0311

8 0.0144 8

0.0359 8

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C+

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0.0531 10

0.0175 J

0.0526

ELVIA REA AUTORA - Repositorio Digital UTE: Página de...

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